Resumen ejecutivo
La crisis eléctrica de Cuba se ha convertido en una restricción vinculante para la actividad económica, el bienestar de los hogares y la capacidad del Estado para prestar servicios básicos. El déficit ya no es episódico; es crónico, de alcance sistémico y cada vez más desestabilizador, impulsado por el deterioro de la generación convencional, la recurrencia de la escasez de combustibles y por una transición energética que sigue siendo demasiado pequeña y demasiado tardía.
El déficit eléctrico actual: una crisis de largo recorrido
La generación eléctrica alcanzó su máximo en 2019 y luego entró en una contracción sostenida. La producción cayó de 21,155 GWh (2019) a 15,918 GWh (2025), lo que representa una disminución de aproximadamente un 25%. La crisis se intensificó de forma marcada desde mediados de 2024. Los déficits promedio aumentaron de alrededor de 570 MW en el verano de 2024 a 1,317 MW en el último trimestre de 2024, coincidiendo con repetidos colapsos del sistema a escala nacional. En 2025, los déficits diarios promediaron aproximadamente 1,531 MW, con picos cercanos a 2,054 MW, acercándose a un tercio de la capacidad instalada en términos prácticos.
El sistema electroenergético: causas inmediatas y estructurales de la crisis
El déficit refleja tanto restricciones inmediatas como debilidades estructurales acumuladas. La generación térmica convencional, que aporta la oferta de carga base, se ha degradado de manera sostenida debido al mantenimiento diferido, a salidas forzadas repetidas y a la falta de piezas de repuesto. La capacidad disponible en las grandes plantas térmicas cayó de 2,548 MW (2022) a 1,993 MW (2024) (–22%). La generación distribuida—motores diésel y de fuel oil—también se debilitó, al pasar de 2,265 MW a 1,920 MW en el mismo período.
La escasez de combustibles se ha vuelto generalizada y cada vez más determinante. Las carencias aparecen en la gran mayoría de los días y, para el verano de 2025, las restricciones de combustible explicaban aproximadamente 42% de las interrupciones. Esta vulnerabilidad se refuerza por la matriz de generación: en 2024, alrededor de 76% de la producción eléctrica dependía de combustibles basados en petróleo, con más de la mitad importada, mientras que las renova- bles aportaban apenas alrededor de 3.6%. Las pérdidas técnicas también amplifican la escasez: las pérdidas en transmisión y distribución superan 16%, aproximadamente el doble de los referentes internacionales típicos.
La captura de Nicolás Maduro y la nueva realidad que ello supone para las auto- ridades venezolanas crean un nuevo escenario para Cuba. Es casi seguro que los envíos de petróleo se interrumpirán; sin proveedores alternativos, el déficit de generación se ampliará.
Políticas públicas y respuesta del gobierno: límites y críticas
La gestión de la crisis ha dependido en gran medida del racionamiento y de medidas de emergencia, con rendimientos decrecientes. Los paquetes de ges- tión de la demanda se endurecieron de manera reiterada, culminando en el Decreto 110, que obliga a los grandes consumidores—estatales y privados—a cubrir el 50% de la demanda diurna con renovables en un plazo de tres años, con penalidades. Si bien la conservación y la autogeneración pueden reducir la carga diurna, no sustituyen la capacidad firme, la estabilidad de la red ni un suministro de combustible confiable.
Del lado de la oferta, la contratación de emergencia (incluida la generación flotante) aporta capacidad rápida y despachable, pero puede profundizar la dependencia de soluciones costosas e intensivas en importaciones. Los esfuer- zos recientes para restaurar la generación distribuida y acelerar el despliegue solar pueden elevar significativamente la producción diurna, pero no eliminan las restricciones vinculantes causadas por déficits de carga base, brechas de almacenamiento y debilidades en la infraestructura de transmisión y distribu- ción.
Prioridades de inversión y gestión de proyectos: factores domésticos de la crisis eléctrica
La persistencia de la crisis está estrechamente ligada a la asignación de inversiones y a las fallas de ejecución. Las importaciones de equipos de generación se dispararon durante la expansión de mediados de los 2000 (Revolución Energética), pero luego cayeron bruscamente—especialmente después de 2020—aun cuando la inversión agregada superó en promedio el 10% del PIB en 2019–2024 y se concentró cada vez más en bienes raíces vinculados al turismo en lugar de en infraestructura esencial.
Los resultados de los proyectos subrayan estas debilidades. Los atrasos en el pago y los arreglos ad hoc de servicio de deuda han complicado las relaciones con socios clave, incluidos los activos de generación en empresas mixtas. Varios proyectos emblemáticos han sufrido retrasos de varios años o un desempeño por debajo de lo esperado, incluidas iniciativas eólicas y de biomasa de gran escala. Un crédito relevante para ampliar la generación térmica no se activó debido a que no se cumplieron los requisitos de cofinanciamiento doméstico, lo que ilustra la restricción central: recursos internos insuficientes y mal priorizados, agravados por una débil capacidad de implementación.
Alternativas para apuntalar al sector eléctrico
La estabilización de la oferta exige un enfoque de doble vía. En el corto plazo, restaurar la disponibilidad térmica y la generación distribuida resulta inevitable para recomponer la capacidad firme y reducir la frecuencia de los colapsos. Eso implica mantenimiento, piezas de repuesto, disciplina operativa y una estrategia creíble para la adquisición de combustibles. En paralelo, las renovables deben escalarse con rapidez—pero de un modo coherente con las necesidades del sistema: mejoras de la red, control de frecuencia y almacenamiento son condi- ciones previas para integrar la generación variable sin agravar la inestabilidad.
Las medidas del lado de la demanda pueden ayudar a reducir el margen, pero no pueden sostener el sistema sin una recuperación creíble de la oferta. La secuenciación importa: estabilizar la red y asegurar una capacidad firme son necesarios para que las nuevas adiciones renovables se traduzcan en un servicio confiable, y no solo en un alivio incremental durante el día.
Un rango de inversión de referencia, anclado en planes públicos y parámetros verificables, apunta a un mínimo de alrededor de 6 600 millones de dólares de 2024 en inversiones de generación para cerrar la brecha de oferta—antes de añadir necesidades sustanciales en modernización de transmisión y distribución, almacenamiento y rehabilitación más amplia. Esta cifra es indicativa, pero aclara la escala: arreglos incrementales y proyectos dispersos resultan insuficientes ante la magnitud de la degradación de la capacidad y de las pérdidas del sistema.
Economía política de la energía: por qué la reforma de la red eléctrica requiere una reforma económica
La recuperación técnica depende de las condiciones institucionales y económicas que habiliten la inversión sostenida y la confiabilidad operativa. Sin mecanismos de pago previsibles, contratos creíbles, asignación disciplinada de divisas y un clima de inversión viable, los activos de generación seguirán deteriorándose y los socios permanecerán renuentes o exigirán primas de riesgo costosas. Una solución duradera, por tanto, requiere alinear incentivos entre entidades estatales, inversionistas y consumidores—ampliando el rol factible de actores no estatales, restaurando la solvencia crediticia y priorizando la infraestructura como un objetivo económico central, no como una preocupación sectorial auxiliar.
Aunque a fines de febrero de 2026, Washington flexibilizó las exportaciones de combustible al sector privado cubano —incluida la posible reexportación de petróleo venezolano bajo licencia—, una medida que podría aliviar ciertas carencias puntuales, son inciertos los efectos sobre la generación eléctrica nacional, dado que ese sector no opera instalaciones industriales de generación.
SOBRE EL AUTOR
RICARDO TORRES PÉREZ es investigador y profesor adjunto en el Centro de Estudios Latinoamericanos y Latinos de American University en Washington DC. Tiene un doctorado en Economía de la Universidad de La Habana y fue profesor del Centro de Estudios de la Economía Cubana (CEEC). Ha recibido becas de la Universidad de Harvard, la Universidad de Columbia, la Universidad Americana, la Sorbonne Nouvelle de Paris 3 y el Banco Central de Finlandia. Ha publicado varios libros y artículos en revistas internacionales. Fue editor jefe de la serie Miradas a la Economía Cubana. También forma parte del consejo editorial del International Journal of Cuban Studies. Ha testificado ante la Comisión de Comercio Internacional de Estados Unidos y es citado con frecuencia en medios impresos y de radiodifusión. Desarrolla su investigación en torno al desarrollo económico y la reforma de sistemas económicos en Cuba y América Latina.
SOBRE EL CUBA STUDY GROUP
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